锦州高含蜡原油降凝剂的筛选及现场应用

2014-08-10袁宗明陈云霞

石油化工应用 2014年1期

孟迪，贺三，袁宗明，陈云霞，盖芸，梁颖

（西南石油大学，四川成都 610500）

锦州油田生产原油含蜡量高达到16 %左右，凝点普遍在20 ℃以上。由于冬季渤海湾海水温度很低（-5 ℃），单层保温海管出口介质温度在17 ℃以下，最低达到4 ℃，远远低于高含蜡原油的凝点，对海管的安全输送造成了巨大的威胁。冬季出口温度较低时，目前采取的措施是停产高含蜡油生产井，这不仅使得油田产量降低，还造成了管道输送能力的浪费。目前，管输含蜡原油安全输送技术包括单纯的加热、热处理输送、加化学剂输送以及加剂综合处理输送。加剂输送趋具有操作简单、设备投资少、无需后处理、便于对输油过程进行自动化管理等优点[1]，因此，从降低能耗和生产成本、提高管道运行的安全性[2]角度来看，采用化学降凝法是实现原油常温乃至低温输送的最简便、最有效的方法[3]。

针对锦州油品特性对本实验室研制的聚丙烯酸酯类G5 系列降凝剂进行了筛选并对影响降凝效果的因素进行了实验分析及现场试验，为油田安全生产和原油的安全输送提供技术支持和帮助。

1 原油的基本物性特征

锦州原油的组分及基本物性特征的相关数据（见表1）。

表1 原油的基本物性特征

由表1 可知，此原油含蜡量达16.54 %。且通过原油气相色谱分析表明，此原油中的蜡碳数主要集中于19～29，说明该原油对降凝剂感受性一般，因此该原油对降凝剂的要求较高。

2 实验部分

2.1 实验仪器及材料

2.1.1 实验仪器 DC-2006 低温恒温槽、NDJ-79 型旋转粘度计、电热恒温水浴锅、铁架台、FA2004N 电子天平（精度为0.001 g）、真空干燥箱、浮子式石油密度计、试管、聚塞量筒等。

2.1.2 实验材料试验油样：锦州原油油样；二甲苯（分析纯）；G5 系列降凝剂、甲醇（分析纯）等。

2.2 实验内容及方法

2.2.1 降凝剂的筛选及最佳加剂条件的确定以降粘和降凝幅度较大、加剂量较低、热处理温度低为最佳加剂条件。

按照SY/T 0541-2009《原油凝点测定法》测定原油及加剂原油的凝点。

原油和加剂原油粘温曲线的测定：在60 ℃加热条件下，加入降凝剂，按照SY/T 0520-2008《原油粘度测定-旋转粘度计平衡法》测定空白油样及加剂原油的粘温曲线。

2.2.2 加剂原油的静态稳定性将油样加热至60 ℃，添加200 mg/L 降凝剂后静态降温至终冷温度（18 ℃），每隔一段时间取样测定其凝点及粘度。

2.2.3 降凝剂的流动性及配伍性现场使甲醇作为水合物抑制剂。为了防止降凝剂与甲醇相互作用而对降凝效果产生影响，因此从甲醇与降凝剂混合后的性状及其降凝效果两方面考察两者的配伍性。

现场冬季环境温度低于0 ℃时，易造成降凝剂流动性差，影响降凝效果。因此有必要对降凝剂的低温流动性进行实验探讨。

3 实验结果与讨论

3.1 降凝剂初步筛选

对G5 系列降凝剂进行的筛选实验结果（见表2）。

表2 降凝剂的筛选结果

由表2 可以看出，实验室内研制的系列降凝剂对锦州原油均有不同程度的降凝效果。但在相同添加浓度下，降凝剂G51 可以将原油凝点由22 ℃降至13 ℃，降凝幅度（9 ℃）最大。因此选取降凝剂G51 为最佳降凝剂。

3.2 最优加剂条件确定

3.2.1 加剂浓度确定

（1）加剂浓度对凝点影响：降凝剂G51 加剂浓度对油样凝点影响的实验结果（见表3）。

表3 加剂浓度对油样的凝点的影响

实验结果表明，随加剂浓度的增加，原油的凝点不断下降；添加浓度达到1 000 mg/L 时，凝点由22 ℃降至7 ℃。当降凝剂的浓度大于400 mg/L 时，降凝幅度变小。分析其原因，对于某种降凝剂，在一定处理条件下，蜡晶的可改性是有限的。当原油中的降凝剂达到某一定量时，降凝剂对原油的改性作用接近极限。小于该量时，降凝剂分子难以满足与蜡共晶、吸附的要求，原油流变性还有改进的余地。大于该量时，过量的降凝剂分子不能再参与共晶、吸附作用，此时，原油流变性变化将非常平缓[4]。

（2）加剂浓度对原油粘度的影响：测定不同加剂浓度下降凝剂对原油降粘作用的影响。空白油样和不同加剂量油样对比粘温曲线（见图1），降凝剂G51 不同加剂量在12～20 ℃温度段内的降粘率（见图2）。

图1 加剂油样的粘温曲线

图2 添加浓度对降粘效果的影响

由图1、图2 可知，空白油样的反常点为29 ℃，当温度高于反常点的温度时原油的粘度随温度的降低而降低的幅度很小，当温度低于反常点后随温度的降低，原油的表观粘度急剧上升，表明原油进入析蜡高峰区；添加降凝剂G51 后，原油的反常点降至18 ℃；降凝剂对综合油样的降粘效果明显，对原油的低温流动性有明显改善，牛顿流体温度范围向低温方向拓宽，并使非牛顿流体温度范围变窄，表观粘度下降。18 ℃时，加剂200 mg/L 的降粘率为71.23 %，加剂400 mg/L 的降粘率为76.16 %。

综合降凝剂的降凝、降粘效果以及现场经济等方面综合考虑，选定降凝剂G51 的合理添加浓度400 mg/L。

3.2.2 加剂温度不同加剂温度对降凝剂降凝效果的影响结果（见表4）。

表4 加剂温度对降凝效果的影响

由表4 可知，随加剂温度的升高，加剂后原油的凝点相应地降低。当加剂温度为60 ℃时凝点趋于稳定。因此加剂温度以60 ℃以上为合理加剂温度。原因是加剂温度较低时，原油中存在的蜡晶、胶质、沥青质以及降凝剂活性较小，加剂原油各组分的形态数量及结构等发生了较大变化不易形成有利于原油低温流动性改善的蜡晶结构[5～6]。在温度达到60 ℃时，原油中的蜡质基本完全溶解，随着加剂温度的升高，降凝剂中的有效成分与原油中的蜡相互作用的更加充分，于是当原油温度降低时，降凝剂与蜡共晶或吸附于蜡晶表面，抑制蜡晶形成三维网状结构，使原油低温流动性得以改善。

3.3 静态稳定性

降凝剂对原油的改性效果会随着加剂时间的延长，改性效果逐渐消失[6]。因此当原油管道遇到突发状况意外停输、抢修时，加剂原油的静态稳定性成为重要的安全技术参数。

加剂量为200 mg/L 的加剂原油样静置24 h、48 h、64 h 后凝点及终冷温度（18 ℃）下粘度测试结果（见表5）。

表5 静态稳定性实验结果

由表5 可知油样在静置24 h、48 h、72 h 后的凝点基本无变化，粘度回升幅度也较小。说明降凝剂G51对油田生产的原油具有很好的静态稳定性，当原油管道计划停输或突发状况停输时具有很好的安全性。

3.4 降凝剂的配伍性及流动特性

降凝剂G51 溶液与甲醇混合后仍保持澄清透明状态，并未出现任何沉淀和絮状物。当相同浓度添加浓度相同，混有甲醇的降凝剂与未混有甲醇的降凝剂原油凝点与之前所测凝点一致。以上两点说明降凝剂G51 与甲醇的配伍性好，且仍具有良好的降凝效果，能保证现场管输原油的安全运行。

浓度为10 %的降凝剂G51 的自身凝点为3 ℃。常温（15～30 ℃）下具有良好的流动性。冬季现场环境温度低，降凝剂流动性差，因此加药前需对药剂进行加热。根据测算，降凝剂G51 与现场现使用的降凝剂相比，在平台上保温房内的加热时间较短，约为12 h（约为现使用降凝剂的1/4），大大缩短了加热的时间，大大降低了能量的消耗。

4 现场运行试验

为了检验室内实验所得新型降凝剂G51 在现场实际生产条件下的降凝效果，实施现场试验。加剂运行试验后，海管出口油样的凝点一般保持在13～15 ℃，与空白油样凝点（28 ℃）相比，降低了13 ～15 ℃，降凝效果明显。添加降凝剂G51 后，海管进出口压力基本无变化。除清管阶段外，管道压差基本维持在0.382～0.421 MPa，一般稳定在0.4 MPa 左右。比试验前在0.391～0.455 MPa，一般在0.42 MPa 左右，比试验前压降略低。